对于发改委而言，可根据光伏产业超额利润水平的高低以恰当的幅度阶梯式的下调度电补贴，由此达到推动系统成本及度电社会成本下降的目的。通过下调补贴，首先降低的是运营商利润，其次降低的是运营商投资意愿和新增装机量，接着开发商及组件商利润将在供求关系的恶化中出现下滑，在同等产品品质下的高成本企业将首先被淘汰，低成本企业则仍然能较好的获得利润空间。在适当的利润压缩过程中，为了确保企业生存，光伏中上游制造企业及开发商的“降本努力”将比高利润情形时更为积极。

当系统成本出现较快下降后，运营商的利润空间将出现反弹，并驱动新增装机量的增长，由此产业链上中下游实现了一次利润波动的传导并重新达到相对均衡的状态。专家认为，发改委的价格下调既不能太猛--损伤行业元气，也不能过于温和--导致降本动机不足且对可再生能源基金预算带来压力，否则均不利于行业的发展和进步。好在目前处于利率下降的中期趋势中，因此在电站运营商无杠杆IRR不变的情形下，其加杠杆后的IRR是逐步提升的。这将给发改委进一步下调补贴带来一定的空间。

而对于2016年中的电价下调，专家认为幅度较为恰当，虽然超出了行业内企业的一致预期。以一类地区为例，度电补贴由0.90元/度调低至0.80元/度，对无杠杆IRR的影响不足2个百分点，对杠杆后IRR带来5-6个百分点的负面影响。但在过去一年半内基准利率下调150BP而光伏普遍杠杆率为70%的情形下，利率下降可带来杠杆后IRR约2-3个百分点的提升。此外，过去一年半中，光伏系统的成本下降约10%，由此对杠杆后IRR亦带来5个百分点左右的提升。因此，比较2016年中电价下调后一类地区项目的杠杆后IRR和2014年末的水平，若项目所在地无限电，则杠杆后IRR不仅没有下降，反而是上升的。

【“中国式降补”有待商榷】

2015年，对于大多数地面电站运营商而言是灾难性的，原因有二：一是以新疆、宁夏为代表的西部地区开始出现严重的限电，其中新疆全年限电率达26%，四季度更是高达53%，直追甘肃全年31%的限电率，从而严重限电地区在全国43.1GW中的比重提高到14.9GW（或34%）；二是第六批中央补贴目录迟迟没有开始申报，导致2013年9月后并网的电站在模型上的收入测算只有1/3体现在现金流量表中。

严重限电+补贴拖延，使得大量西部项目并网后头两年的现金流只有模型测算值的20-30%（或约0.30-0.40元/W），这使得光伏运营商在扣除运维成本后连银行贷款都无法正常偿还：我们假定一个“系统成本8.5元/W、外部融资比率70%”的项目采用10-15年期贷款，等额本息，利率为基准上浮10%，则每年的本息偿还额为0.59-0.79元/W；若假设其不采用中长期贷款而换为一年期7-10%利率的短期融资加以过桥，则光利息的偿还额也将达到0.42-0.60元/W。因此，在严重限电+补贴拖延的情况下，无论光伏运营商采用短期融资还是长期融资手段，都将出现现金流入不敷出的严重“失血”现象。

相比度电补贴的下调，严重限电和补贴拖延对于光伏运营商的负面影响更为巨大，是为“中国式降补”。尤其是限电，将通过降低“单位光伏系统全生命周期发电量现值”的机制大幅提升度电社会成本和度电增量社会成本。据测算，限电30%的情形下，度电增量社会成本将上升59%，造成严重的社会资源浪费。
而更为糟糕的是，无论是限电还是补贴拖延都非短期内所能改变的。首先，在监管体制方面，中国光伏行业的主管部门是发改委和能源局，而限电问题及补贴拖延问题则分别涉及国家电网和财政部。其次，限电的发生，更大程度上是一个经济现象而非行政现象，主管部门对于限电主要因素的改变几乎是无能为力：

（1）经济下行全社会用电量下滑、区域消纳能力不足，

（2）火电装机审批权限下放，而低煤价时代火电企业利润丰厚，投资冲动明显，

（3）特高压建设速度无法赶上风电光伏的新增装机速度，

（4）新能源在限电省份的占比过高，而新能源天然的波动性、间歇性、不可预测性确实使得电网的调度难度大幅上升，

（5）AGC的大面积使用使得电网省调集中调度光伏发电在技术上变得可行。